Комаров А. Н., Бондаренко А. Ф.
Преобразование единой государственной отрасли - энергетики страны в совокупность предприятий - акционерных обществ энергетики и электрификации (AO-энерго, энергосистемы), акционерных обществ - электростанций (АО электростанции) и государственных АЭС потребовало внесения соответствующих изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей [1, 2].
Впервые в практику отечественной энергетики введены понятия первичного регулирования частоты и вторичного регулирования режима, а сам процесс регулирования децентрализован.
Впервые первичное регулирование частоты, осуществляемое всеми электростанциями, объявлено частью процесса регулирования частоты, а ответственность за его осуществление возложена на персонал электростанций.
Впервые параметры ведущего регулятора системы первичного регулирования частоты электростанций - автоматического регулятора скорости вращения (АРС) турбин поставлены под контроль ОДУ и ЦДУ ЕЭС. Впервые вторичное регулирование режима энергосистем - регулирование сальдо перетоков с коррекцией по частоте объявлено частью процесса регулирования частоты, а ответственность за него возложена на энергосистему.
Вместе с тем, взаимодействие первичного и вторичного регулирования в едином процессе регулирования режима работы до сих пор не описано. Роль котлов (реакторов), их технологической автоматики в обеспечении первичного регулирования частоты не всем кажется очевидной. Недооценивается значение первичного регулирования частоты для обеспечения не только надежности, но и живучести энергосистем.
Сейчас, когда идет формирование генерирующих компаний, как никогда важно понимание той ответственности, которая возлагается на них как за качество отпускаемой электроэнергии, в том числе частоты, так и за надежность энергоснабжения, которую они принимают на себя с подписанием договора о параллельной работе с ЕЭС.
Настоящая статья - скромная попытка коснуться хотя бы части этих вопросов.
В сложившихся условиях возникает необходимость изменения методов регулирования режима параллельной работы энергопредприятий с ЕЭС России.
Прежние методы централизованного регулирования частоты в сочетании с местным регулированием заданной мощности опирались на право государства вмешиваться в режимы работы принадлежащих ему энергосистем. В новых условиях энергоснабжающие компании (AO-энерго и АО электростанции) являются самостоятельными предприятиями, отвечающими по своим обязательствам перед потребителями их электроэнергии и связанными с ЕЭС лишь общим энергетическим режимом и плановыми обменами мощностью в рамках единого диспетчерского управления, планирования и практического осуществления технологического процесса, т.е. в рамках оперативного управления режимом и функционирования федерального рынка электроэнергии и мощности. То же относится к государственным АЭС [3].
Это порождает их ответственность как за качество отпускаемой электроэнергии (напряжение, частоту), так и за выполнение своих обязательств по параллельной работе, включая ненанесение ущерба потребителям и другим участникам параллельной работы, т.е. надежность.
В связи с этим в современных условиях АО-энерго, АО электростанции, АЭС обязаны внести свой вклад в регулирование частоты в ЕЭС в виде:
участия электростанций в обеспечении стабильности частоты и надежности параллельной работы ЕЭС путем участия в первичном регулировании частоты с нормированной эффективностью;
вторичного регулирования собственного режима параллельной работы с ЕЭС путем оперативного либо автоматического регулирования заданного сальдо внешних перетоков (заданной мощности) с коррекцией по частоте; нарушения своего баланса мощности должны устраняться собственными силами; при изменениях частоты вторичное регулирование не должно противодействовать первичному регулированию, направленному на ограничение этих изменений;
третичного регулирования, имеющего целью периодическое восстановление эффективности первичного и вторичного регулирования и участие в оперативной коррекции режимов работы ЕЭС в порядке оказания взаимопомощи либо осуществления оптимизации режимов работы ЕЭС.
Взаимодействие участников параллельной работы (кроме АЭС) в регулировании режима работы по частоте и перетокам мощности определено Правилами технической эксплуатации [1,2 ].
Задача регулирования частоты в энергообъединении подразделяется на три взаимосвязанные задачи: первичное регулирование частоты, обеспечивающее объединенными усилиями всех электростанций стабильность частоты, т.е. удержание отклонений частоты в допустимых рамках при нарушениях общего баланса мощности в любой части объединения и по любой причине, включая аварийные изменения мощности; отличаясь быстродействием, оно первым реагирует на любое изменение частоты;
вторичное регулирование, обеспечивающее восстановление нормального уровня частоты и плановых режимов обмена мощностью между энергосистемами (регионами);
третичное регулирование, под которым (в рамках регулирования частоты) можно понимать перераспределение резерва первичного или вторичного регулирования или восстановление использованного резерва вторичного регулирования, т.е. поддержание постоянной эффективности первичного и вторичного регулирования.
На рис. 1 показан процесс регулирования частоты в ЕЭС после возникновения в энергообъединении внезапного дефицита активной мощности*.
* Процесс, представленный на рис. 1 и 2, идеализирован и отражает потребности ЕЭС.
На I стадии процесс изменения и установления частоты определяется первичным регулированием. Последнее, отличаясь массовостью (в нем участвует большинство электростанций и потребителей энергообъединения), способно с максимальным быстродействием остановить снижение частоты и удержать частоту до вступления в действие более рационального вторичного регулирования. В увеличении эффективности первичного регулирования - одно из главных преимуществ параллельной работы; именно по этой причине большое энергообъединение обеспечивает более стабильную частоту.
Установившийся режим первичного регулирования наступает примерно через 30 с. Отклонение частоты при этом зависит от первоначального дефицита и от эффективности первичного регулирования.
Стадия продолжается 2-5 мин, до вступления в действие вторичного регулирования. В течение этого времени частоту удерживают электростанции первичного регулирования.
На II стадии, после уточнения обстановки и определения рационального способа восстановления частоты, производится оперативное либо автоматическое вторичное регулирование. При этом электростанции вторичного регулирования постепенно восстанавливают нормальные частоту и перетоки мощности, а электростанции первичного регулирования возвращаются к исходной нагрузке.
Стадия продолжается 5-10 мин и заканчивается восстановлением нормальной частоты.
Следующая за второй третья стадия характеризуется нормальными параметрами режима. Однако на этой стадии персонал должен позаботиться о восстановлении истраченного на II стадии вторичного резерва, с тем, чтобы быть готовым к последующему его использованию. Это делается в порядке третичного регулирования путем перераспределения мощности между электростанциями вторичного и третичного регулирования.
Первичный резерв по завершении II стадии обычно полностью восстанавливается автоматически и должен быть готов к последующему использованию.
Рис. 1. Процесс регулирования частоты:
I, II, III - соответственно первичное, вторичное и третичное регулирование; ∆fмакс - динамическое отклонение частоты; ∆fуст - установившееся (квазистационарное) отклонение частоты на стадии первичного регулирования
